TKП 181-2009. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей

Подождите немного. Документ загружается.

146

ТКП 181-2009

У генератора, работающего в блоке с трансформатором, после монтажа и при каждом капиталь-

ном ремонте необходимо снимать характеристику КЗ всего блока (с установкой закоротки за транс-

форматором).

Для сравнений с характеристикой, полученной при заводских испытаниях, характеристику гене-

ратора допускается получать пересчетом данных характеристики КЗ блока по ГОСТ 10169.

Характеристика непосредственно генератора снимается у машин, работающих на шины генера-

торного напряжения, после монтажа и после каждого капитального ремонта, а у генераторов, рабо-

тающих в блоке с трансформатором, − после ремонта со сменой обмотки статора или ротора.

Б.5.9.2 П, К. Снятие характеристики холостого хода (XX)

Характеристика снимается при убывающем токе возбуждения, начиная с наибольшего тока, со-

ответствующего напряжению 1,3 U

ном

для турбогенераторов и синхронных компенсаторов и 1,5 U

ном

для гидрогенераторов. Допускается снимать характеристику XX турбо- и гидрогенераторов, начиная

от номинального тока возбуждения при пониженной частоте вращения генератора при условии, что

напряжение на обмотке статора будет не более 1,3 U

ном

. У синхронных компенсаторов разрешается

снимать характеристику XX на выбеге. У генераторов, работающих в блоке с трансформаторами,

снимается характеристика XX блока, при этом генератор возбуждается до 1,15 U

ном

(ограничивается

трансформаторами).

При вводе в эксплуатацию блока характеристику XX собственно генератора (отсоединенного от

трансформатора) допускается не снимать, если она была снята изготовителем и имеются соответ-

ствующие протоколы. При отсутствии на электростанциях таких протоколов снятие характеристики

XX генератора обязательно.

В эксплуатации характеристика XX собственно генератора, работающего в блоке с трансформа-

тором, снимается после капитального ремонта со сменой обмотки статора или ротора.

После определения характеристики XX генератора и полного снятия возбуждения рекомендует-

ся измерить остаточное напряжение и проверить симметричность линейных напряжений непосред-

ственно на выводах обмотки статора.

Отклонения значений снятой характеристики XX от исходной и различия в значениях линейных

напряжений должны находиться в пределах точности измерений.

Для контроля состояния стали генераторов, проработавших более 20 лет, снимаются нисходящая

и восходящая ветви характеристики ХХ.

Б.5.10 П, К. Испытание межвитковой изоляции обмотки статора

Проводится при вводе в эксплуатацию, за исключением генераторов, испытанных изготовителем,

и при наличии соответствующих протоколов.

В эксплуатации проводится после ремонтов генераторов с полной или частичной заменой обмот-

ки статора.

Испытание проводится при XX машины путем повышения генерируемого напряжения до значе-

ния, равного 130 % номинального для турбогенератора и до 150 % для гидрогенератора.

Продолжительность испытания при наибольшем напряжении – 5 мин, а у гидрогенераторов со

стержневой обмоткой  1 мин. При проведении испытания допускается повышать частоту вращения

машины до 115 % номинальной.

Межвитковую изоляцию рекомендуется испытывать одновременно со снятием характеристики ХХ.

Б.5.11 Определение характеристик коллекторного возбудителя

Характеристика XX определяется до наибольшего (потолочного) напряжения или значения, уста-

новленного изготовителем.

Снятие нагрузочной характеристики проводится при нагрузке на ротор генератора до значения не

ниже номинального тока возбуждения генератора.

147

ТКП 181-2009

Отклонения определенных характеристик от характеристик изготовителя или ранее снятых долж-

ны быть в пределах допустимой погрешности измерений.

Б.5.12 П, К. Испытание стали статора

Для генераторов мощностью 12 МВт и более испытания активной стали проводятся:

при вводе в эксплуатацию;−

при каждом капитальном ремонте −  при повреждениях стали, частичной или полной пере-

клиновке пазов, частичной или полной замене обмотки статора до укладки и после заклиновки новой

обмотки.

У генераторов мощностью менее 12 МВт испытание проводится при полной замене обмотки и

при ремонте стали периодически по решению главного инженера субъекта электроэнергетики, но не

реже чем 1 раз в 10 лет.

Генераторы и синхронные компенсаторы с косвенным охлаждением обмоток испытываются при

значении индукции в спинке статора 1±0,1 Тл, генераторы с непосредственным охлаждением обмоток

и все турбогенераторы, изготовленные после 01.07.1977 г., испытываются при индукции 1,4±0,1 Тл.

Продолжительность испытания при индукции 1,0 Тл  90 мин, при 1,4 Тл  45 мин.

Если индукция отличается от нормированного значения 1,0 или 1,4 Тл, то длительность испыта-

ния должна соответственно изменяться, а определенные при испытаниях удельные потери в стали

уточняться по формулам

или (Б.5.2),

или (Б.5.3),

где В

исп

 индукция при испытании, Тл; t

исп

 продолжительность испытания, мин; Р

исп

 удельные поте-

ри, определенные при В

исп

, Вт/кг; Р

1,0

и Р

1,4

– удельные потери в стали, Вт/кг, приведенные к индукции

1,0 и 1,4 Тл.

Определяемый с помощью приборов инфракрасной техники или термопар наибольший перегрев

зубцов (повышение температуры за время испытания относительно начальной) и наибольшая раз-

ность нагревов различных зубцов не должны превышать 25 и 15 °С.

Для генераторов, выпущенных после 1 июля 1977 г., перегрев 18 °С, а наибольшая разность на-

гревов различных зубцов 10 °С.

Удельные потери в стали не должны отличаться от исходных данных более чем на 10 %. Если

такие данные отсутствуют, то удельные потери не должны быть более приведенных в таблице Б.5.4.

Для более полной оценки состояния сердечника следует применять в качестве дополнительного

электромагнитный метод, основанный на локации магнитного потока, вытесняемого из активной ста-

ли при образовании местных контуров замыканий.

Измерения проводятся также при кольцевом намагничивании, но малым током (с индукцией в

спинке сердечника около 0,01–0,05 Тл).

Метод позволяет выявлять замыкания листов на поверхности зубцов и в глубине сердечника

и контролировать состояние активной стали непосредственно при ведении работ по устранению

дефектов.

148

ТКП 181-2009

Таблица Б. 5.4 Допустимые удельные потери сердечника

Марка стали

Допустимые удельные потери, Вт/кг, при:

новое

обозначение

старое

обозначение

В = 1,0 Тл В = 1,4 Тл

1511 Э41 2,0 4,0

1512 Э42 1,8 3,6

1513 Э43 1,6 3,2

1514 Э43А 1,5 2,9

Направление проката стали сегментов вдоль спинки сердечника (поперек зубцов)

3412 Э 320 1,4 2,7

3413 Э 330 1,2 2,3

Направление проката стали сегментов поперек спинки сердечника (вдоль зубцов)

3412 Э 320 1,7 3,3

3413 Э 330 2,0 3,9

Примечание. Для генераторов, отработавших свыше 30 лет, при удельных потерях, указанных в Б.5.12 и

таблице Б.5.4, решение о возможности продолжения эксплуатации и необходимых для этого мерах следует

принимать с привлечением специализированных организаций с учетом данных предыдущих испытаний и

результатов испытаний дополнительными методами.

Если намагничивающая обмотка выполняется с охватом не только сердечника, но и корпуса машины,

допустимые удельные потери могут быть увеличены на 10 % относительно указанных в таблице Б.5.4.

Б.5.13 П, М. Испытание на нагревание

Испытание проводится при температурах охлаждающих сред, по возможности близких к номи-

нальным, и нагрузках около 60, 75, 90, 100 % номинальной при вводе в эксплуатацию, но не позже

чем через 6 месяцев после завершения монтажа и включения генератора в сеть.

У турбогенераторов, для которых по ГОСТ и техническим условиям допускается длительная ра-

бота с повышенной против номинальной мощностью при установленных значениях коэффициента

мощности и параметров охлаждающих сред, нагревы определяются и для этих условий.

Испытания на нагревание проводятся также после полной замены обмотки статора и ротора или

реконструкции системы охлаждения.

По результатам испытаний при вводе в эксплуатацию оценивается соответствие нагревов тре-

бованиям ГОСТ и технических условий, устанавливаются наибольшие допустимые в эксплуатации

температуры обмоток и стали генератора, составляются карты допустимых нагрузок при отклонениях

от номинальных значений напряжения на выводах и температур охлаждающих сред.

В эксплуатации контрольные испытания проводятся не реже одного раза в 10 лет при нагрузках, близ-

ких к номинальной, а для машин, отработавших более 25 лет,  с периодичностью капитальных ремонтов.

Результаты сравниваются с исходными данными. Отклонения в нагревах нормально не должны

превышать 3 – 5 oС при номинальном режиме, а температуры не должны быть более допускаемых по

ГОСТ, ТУ или по инструкции изготовителя.

Б.5.14 П, К. Определение индуктивных сопротивлений и постоянных времени генератора

Определение проводится один раз при вводе в эксплуатацию головного образца нового типа ге-

нератора, если эти параметры не могли быть получены на стенде изготовителя (например, для круп-

ных гидрогенераторов, собираемых на месте установки).

149

ТКП 181-2009

Индуктивные сопротивления и постоянные времени определяются также один раз при капиталь-

ном ремонте после проведения реконструкции или модернизации, если в результате конструктивных

изменений или применяемых материалов могли измениться эти параметры.

Полученные значения индуктивных сопротивлений и постоянных времени оцениваются на соот-

ветствие их требованиям ГОСТ и ТУ.

Б.5.15 П, К, Т. Измерение вибрации

Вибрация (размах вибросмещений, двойная амплитуда колебаний) узлов генераторов и их элек-

тромашинных возбудителей при работе с номинальной частотой вращения не должна превышать

значений, указанных в таблице Б.5.5.

Эксплуатационное состояние обмотки статора генераторов и систем ее крепления, а также сер-

дечника статора оценивается по результатам осмотров при текущих и капитальных ремонтах. При

обнаружении дефектов, обусловленных механическим взаимодействием элементов, как правило,

проводятся измерения вибрации лобовых частей обмотки и сердечника.

Периодичность измерения вибрации в межремонтный период определяется стандартом

организации.

150

ТКП 181-2009

Таблица Б.5.5 Предельные значения вибрации генераторов и их возбудителей

Контролируемый узел

Вид

испы-

тания

Вибрация, мкм, при номинальной частоте вращения ротора,

об/мин

Примечание

до 100

включи-

тельно

от 100

до 187,5

включи-

тельно

от 187,5

до 375

включи-

тельно

от 375

до 750

включи-

тельно

1500 3000

1. Подшипники турбогене-

раторов и возбудителей,

крестовины со встроенны-

ми в них направляющими

подшипниками у гидроге-

нераторов вертикального

исполнения

П, К 180 150 100 70 50

Вибрация подшипников турбогенераторов, их воз-

будителей и горизонтальных гидрогенераторов

измеряется на верхней крышке подшипников в

вертикальном направлении и у разъема – в осевом

и поперечном направлениях. Для вертикальных

гидрогенераторов приведенные значения вибрации

относятся к горизонтальному и вертикальному на-

правлениям

2. Контактные кольца

роторов турбогенераторов

П, К — — — — — 200 Вибрация измеряется в вертикальном и горизон-

тальном направлениях

3. Сердечник статора тур-

богенератора

П, К — — — — 40 60

Вибрация сердечника определяется при вводе

в эксплуатацию головных образцов новых типов

турбогенераторов.

В эксплуатации вибрация измеряется при обнару-

жении неудовлетворительного состояния сталь-

ных конструкций статора (контактная коррозия,

повреждения узлов крепления сердечника и т.п.).

Вибрация измеряется в радиальном направлении

в сечении, по возможности близком к середине

длины сердечника

4. Корпус статора

турбогенератора:

с упругой подвеской

сердечника статора

П, К — — — — 30

без упругой подвески П, К — — — — 40 60

См. примечание к п. 3 таблицы

151

ТКП 181-2009

Контролируемый узел

Вид

испы-

тания

Вибрация, мкм, при номинальной частоте вращения ротора,

об/мин

Примечание

до 100

включи-

тельно

от 100

до 187,5

включи-

тельно

от 187,5

до 375

включи-

тельно

от 375

до 750

включи-

тельно

1500 3000

5. Лобовые части обмотки

турбогенератора

П, К — — — — 125 125 Вибрация лобовых частей обмотки определяется

при вводе в эксплуатацию головных образцов

новых типов турбогенераторов.

В эксплуатации вибрация измеряется при

обнаружении истирания изоляции или

ослаблении креплений обмотки, появлении

водорода в газовой ловушке или частых течах

в головках обмотки с водяным охлаждением и,

соответственно, водородным или воздушным

заполнением корпуса.

Вибрации измеряются в радиальном и

тангенциальном направлениях вблизи головок

трех стержней обмотки статора

Временно до оснащения турбоагрегатов аппаратурой контроля виброскорости.

Примечание. При наличии соответствующей аппаратуры среднеквадратическое значение виброскорости при вводе в эксплуатацию турбогенераторов

после монтажа и капитальных ремонтов не должно превышать 2,8 мм·с

-1

– по продольной оси. В межремонтный период вибрация не должна быть более

4,5 мм·с

-1

Окончание таблицы Б.5.5

152

ТКП 181-2009

Б.5.17 П, К. Проверка паек лобовых частей обмотки статора

Проверка проводится у генераторов, пайка лобовых частей обмотки статора которых выполнена

оловянистыми припоями.

Проверка паек проводится при капитальных ремонтах, а также в межремонтный период при об-

наружении признаков ухудшения состояния паек.

Качество паек мягкими и твердыми припоями контролируется при восстановительных ремонтах с

частичной или полной заменой обмотки.

Метод проверки и контроля состояния паек (вихревых токов, ультразвуковой, термоиндикаторами

и термопарами, приборами инфракрасной техники и др.) устанавливается ремонтной или специали-

зированной организацией.

Б.5.18 К. Контроль за состоянием бандажных и центрирующих колец роторов

Для своевременного обнаружения дефектов и предотвращения разрушения бандажных, защит-

ных колец и накидных гаек роторов независимо от типа и конструкции турбогенераторов необходимо

проводить профилактический осмотр и дефектоскопию бандажных колец и вспомогательных элемен-

тов бандажных узлов в сроки, указанные в таблице Б.5.6.

Таблица Б.5.6 Периодичность проведения профилактических осмотров

с демонтажем бандажных узлов

Турбогенераторы

Периодичность, не реже (лет)

Материал бандажного кольца

коррозиенестойкие

стали

коррозиестойкие

стали

титановые

сплавы

Мощностью до 350 МВт включительно:

однопосадочная и двухпосадочная

(с прорезными центрирующими

кольцами повышенной эластичности

разработки ЦКБ «Энергоремонт»)

конструкция бандажного узла

8 – 10 15 – 16* 15 – 16*

двухпосадочная конструкция

бандажного узла промышленного

исполнения

4 – 5 8 – 10 15 – 16

Примечание. На резервных роторах с бандажными кольцами из коррозиенестойкой стали и сроком хранения

более одного года или при нарушении условий хранения профилактический контроль бандажных колец

проводится перед вводом ротора в эксплуатацию.

При всех очередных ревизиях бандажного узла роторов турбогенераторов со съемом бандажных

и центрирующих колец на посадочных поверхностях необходимо обеспечивать натяги, указанные в

документации изготовителя.

При отклонении величины натягов бандажных колец от данных изготовителя допускается экс-

плуатация узла с натягами, приведенными в таблице Б.5.7.

Таблица Б.5.7 Допустимые величины натягов бандажных и центрирующих колец

Тип генератора

Величина натяга в сочленении, мм

бандажное кольцо-

бочка ротора

бандажное кольцо-

центрирующее кольцо

центрирующее

кольцо-вал ротора

Т2-25-2, ТВ2-30-2 1,2 – 1,07 1,3 – 1,17 0,45 – 0,35

ТВС-30 – 1,1 – 0,97 0,45 – 0,385

ТВ-50-2, ТВ-60-2

(z-образное центрирующее кольцо)

1,9 – 1,755 1,6 – 1,455 0,7 – 0,585

При устранении дефектов в поверхности бандажных колец глубина и площадь местных выборок

не должны превышать значений, приведенных в таблице Б.5.8.

153

ТКП 181-2009

Таблица Б.5.8 Глубина и площадь местных выборок

Поверхность

бандажного кольца

Мощность

генератора

Глубина местной

выборки, мм

Площадь местных выборок, мм

на один дефект на одну поверхность

Посадочные До 120 МВт 4 4000 4000

Непосадочные До 120 МВт 6 4000 2000

Торцевые До 120 МВт 5 4000 10000

Б.5.19 П, К, Т, М. Измерение электрического напряжения между концами вала и на

изолированных подшипниках

Проводится у работающих генераторов, имеющих один или оба изолированных от корпуса (зем-

ли) конца вала ротора.

Для определения целостности изоляции подшипника турбогенератора измеряются напряжение

между стояком (обоймой) подшипника и фундаментной плитой (при шунтировании масляных пленок

шеек вала ротора) и напряжение между концами вала ротора. При исправной изоляции значения двух

измеренных напряжений должны быть практически одинаковы. Различие более чем на 10 % указыва-

ет на неисправность изоляции.

Исправность изоляции подшипников и подпятников гидрогенераторов следует проверять в за-

висимости от их конструкции, либо по указанию изготовителя, либо способом, применяемым на тур-

богенераторах.

Величина напряжения между концами вала не нормируется, но резкое увеличение его по сравне-

нию с измеренным ранее при той же нагрузке машины может указывать на изменение однородности

и симметричности в магнитных цепях статора и ротора.

При проведении капитального ремонта осуществляется контроль (приемка) состояния изоляции

элементов генераторов персоналом электролаборатории.

Окончательное измерение сопротивления изоляции проводится при полностью собранных мас-

лопроводах после приподнятия конца вала и установки его на изоляционную прокладку между вкла-

дышем и шейкой вала.

В эксплуатации контроль целостности изоляции подшипников, маслопроводов и других элемен-

тов рекомендуется осуществлять с помощью стационарных схем с выводом на сигнал при ухудшении

изоляции конца вала ротора.

Периодичность измерений в эксплуатации напряжения между концами вала и на изолированных

подшипниках устанавливается главным инженером электростанции.

Б.5.20 П. Измерение тангенса угла диэлектрических потерь (tgδ)

Измерение проводится перед установкой концевого вывода на турбогенератор при испытатель-

ном напряжении 10 кВ и температуре окружающего воздуха 10–30 oС.

Значение tgδ собранного концевого вывода не должно превышать 130 % значения, полученного

при измерениях изготовителем. В случае измерения tgδ концевого вывода без фарфоровых покрышек

его значение не должно превышать 3 %.

В эксплуатации измерение tgδ концевых выводов не обязательно и его значение не нормируется.

Б.5.21 П, К. Контроль состояния изоляции обмотки статора методом измерения

интенсивности частичных разрядов

С целью дополнительной оценки состояния изоляции обмотки статора и ее крепления в пазах

генераторов мощностью свыше 5 МВт следует проводить измерения частичных разрядов на останов-

ленной машине при ступенчатом повышении испытательного напряжения от 1 кВ до номинального

фазного напряжения генератора.

154

ТКП 181-2009

Критерий оценки состояния изоляции по результатам измерений частичных разрядов для каждо-

го типа генераторов индивидуален и зависит от применяемых методов испытаний.

В случае превышения допустимого уровня частичных разрядов необходимо определить источник

разрядов по пазам и устранить его.

Б.6 Машины постоянного тока (кроме возбудителей)

Б.6.1 Оценка состояния изоляции обмоток машин постоянного тока

Машины постоянного тока включаются без сушки при соблюдении следующих условий:

а) для машин постоянного тока до 500 В – если значение сопротивления изоляции обмоток не

менее приведенного в таблице Б.6.1;

б) для машин постоянного тока выше 500 В – если значение сопротивления изоляции обмоток не

менее приведенного в таблице Б.6.1 и значение коэффициента абсорбции не менее 1,2.

Б.6.2 П, К, Т. Измерение сопротивления изоляции

а) Сопротивление изоляции обмоток.

Измерение проводится при номинальном напряжении обмотки до 0,5 кВ включительно мегаом-

метром на напряжение 500 В, а при номинальном напряжении обмотки выше 0,5 кВ – мегаомметром

на напряжение 1000 В.

Измеренное значение сопротивления изоляции должно быть не менее приведенного в табли-

це Б.6.1. В эксплуатации сопротивление изоляции обмоток измеряется вместе с соединенными с

ними цепями и кабелями.

б) Сопротивление изоляции бандажей.

Измерение проводится относительно корпуса и удерживаемых ими обмоток.

Измеренное значение сопротивления изоляции должно быть не менее 0,5 МОм.

Таблица Б.6.1 Наименьшие допустимые значения сопротивления изоляции обмоток постоянного тока

Температура

обмотки, °С

Сопротивление изоляции R

60"

, МОм,

при номинальном напряжении машин, В

230 460 650 750 900

10 2,7 5,3 8,0 9,3 10,8

20 1,85 3,7 5,45 6,3 7,5

30 1,3 2,6 3,8 4,4 5,2

40 0,85 1,75 2,5 2,9 3,5

50 0,6 1,2 1,75 2,0 2,35

60 0,4 0,8 1,15 1,35 1,6

70 0,3 0,5 0,8 0,9 1,0

75 0,22 0,45 0,65 0,75 0,9

Б.6.3 П, К. Испытание изоляции повышенным напряжением частотой 50 Гц

Значение испытательного напряжения устанавливается по таблице Б.6.2.

Продолжительность приложения испытательного напряжения – 1 мин.

155

ТКП 181-2009

Таблица Б.6.2 Испытательное напряжение промышленной частоты

для изоляции машин постоянного тока

Испытуемый элемент Испытательное напряжение, кВ Примечание

Обмотки

Принимается по нормам,

приведенным в таблице Б.5.2,

показатель 6

Для машин мощностью более

3 кВт

Бандажи якоря 1,0 »

Реостаты и

пускорегулировочные

резисторы

1,0

Изоляцию можно испытывать

совместно с изоляцией цепей

возбуждения

Б.6.4 П, К. Измерение сопротивления постоянному току

Измерения проводятся у генераторов, а также электродвигателей при холодном состоянии обмо-

ток машины. Нормы допустимых отклонений сопротивления приведены в таблице Б.6.3.

Таблица Б.6.3 Нормы отклонения значений сопротивления постоянному току

Испытуемый элемент Вид испытания Норма Примечание

1. Обмотки

возбуждения

П, К Значения сопротивления обмоток

не должны отличаться от исходных

значений более чем на 2 %

2. Обмотка

якоря (между

коллекторными

пластинами)

П, К Значения измеренного

сопротивления обмоток не должны

отличаться друг от друга более чем

на 10 %, за исключением случаев,

когда это обусловлено схемой

соединения обмоток

Измерения

производятся у

машин мощностью

более 3 кВт

3. Реостаты и

пускорегулировочные

резисторы

П Значение измеренного

сопротивления не должно

отличаться от исходных данных

более чем на 10 %

Измерения

производятся

на каждом

ответвлении

К Не должно быть обрывов цепей

Б.6.5 П, К. Измерение воздушных зазоров под полюсами

Измерение проводится у генераторов, а также электродвигателей мощностью более 3 кВт при

повороте якоря – между одной и той же точкой якоря и полюсами.

Размеры зазоров в диаметрально противоположных точках не должны отличаться друг от друга

более чем на ±10 % от среднего размера зазора (если в инструкции изготовителя не установлены

более жесткие требования).

Б.6.6 П, К. Снятие характеристики холостого хода и испытание витковой изоляции

Характеристика ХХ снимается у генераторов постоянного тока. Подъем напряжения проводится

до значения, равного 130 % номинального напряжения.

Отклонения значений снятой характеристики от полученных значений характеристики изготови-

теля не должны быть больше допустимой погрешности измерений.

При испытании витковой изоляции машин с числом полюсов более четырех значение среднего

напряжения между соседними коллекторными пластинами не должно быть выше 24 В.

Продолжительность испытания витковой изоляции – 3 мин.